储能行业专题研究报告

储能行业专题研究报告国内市场规模高增，大储占比提升是趋势储能的应用场景可分为发电侧、输配电侧、用户侧。其中，发电侧储能主要用于平抑新能源波动，跟踪发电计划，缓解弃风弃光；接入位置为集中式新能源电站旁；下游客户为EPC承包商与大型发电集团。输配电侧储能主要用于保证电网安全可靠运行，调峰、调频、黑启动、等电网辅助服务；接入位置为独立建设或位于传统电站旁；下游客户为EPC承包商、电网公司。用户侧储能主要用于峰谷套利，需量管理，动态扩容，需求侧响应；接入位置为家庭或工厂；下游客户为经销商、工商业用户、居民用户。国内新型储能项目装机规模高速增长，表前市场占据主体。根据CNESA，2022年国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh，与2021年同期相比，增长率均超过180%。新增投运项目时长仍以1-2小时为主，4小时以上的项目开始增多。根据储能与电力市场，在2022全年并网的储能项目中，锂离子电池仍然是绝对的主力，占比高达93%。从2022年已并网项目的应用领域来看，可再生能源储能项目和独立式储能项目贡献了绝大多数增量，分别占比达45%和44%。大储主要应用场景在发电侧与输配电侧，大储占比提升是趋势。大储是指功率/规模较大的储能（我们定义为50MW/100MWh以上），主要应用场景在发电侧与输配电侧，少部分应用在工商业储能。我国表前市场占据主体，大储规模效应、效率与管理优势明显。同时，2021年7月，国家发改委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提到，对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。激励机制下发电侧收入有望受益提升，“新能源+储能”项目需求受到拉动。随着风光储一体化项目及集中式共享储能迅猛发展，大储需求有望被显著拉动。需求维度：新能源配储提供基本盘，多因素驱动助高增新能源配储：各地提出配储要求，提供储能需求基本盘保障性并网项目贡献国内储能需求的基本盘。保障性并网项目是各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，具体规模由各省根据各省情况测算，是各省份完成非水电最低消纳责任权重所必需的底线目标。保障性并网项目由电网公司实行保障性并网，但是要求需要通过消纳/技术/电价等指标，竞争上网额度。我们认为保障性并网项目会贡献国内储能需求的基本盘。多地陆续发布新能源配储政策。据我们统计，截至目前已有28个省份（自治区）发布了配储政策，保障性并网项目配储要求由各地发改委/能源局决定，配储比例普遍在10%~20%，配储时长普遍在2~4小时，两者均存在一定的提升趋势。三北地区中的甘肃、新疆、内蒙古、河北、吉林整体配储要求更高，大基地增加后储能需求提升有望更加明显。多省分布式光伏也需配备储能，带动户储需求增长。截至2023年2月，已有7个省份发布了分布式配储政策，其中5个省份明确提出了配储要求。山东省分布式配储要求最高，在15%以上。2022年8月，山东省印发《山东省风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）（征求意见稿）》要求，整县分布式光伏项目根据各县（市、区）规划要求积极配置储能设施，保障并网。浙江、宁夏要求配储比例10%，广东、江苏要求配储比例8%。分布式光伏配储带动户储需求增长。市场化项目：配储要求更高，相较风光装机更为敏感电网每年参考自身调节能力，设置保障性并网项目规模，超出保障性并网规模的项目进入市场化并网项目，需要自建更多的储能项目。我们认为保障性并网项目将会贡献国内储能需求的基本盘；市场化并网项目配储要求更高，后续储能装机增速预计将高于新能源增速。市场化并网项目：超额建设规模需要配储，上网电价按照指导价结算，配储比例要求更高。市场化并网项目针对保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后并网，与保障性并网只是在并网条件上有差异。据发改委、能源局《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。市场化并网项目配储要求更高，后续储能装机增速预计将高于新能源增速。经过我们预测，在所有电站均为平价电站，保障性并网项目配储10%，储能时长2小时，市场化并网项目配储15-20%，储能时长4小时，全国保障性并网项目总规模100GW的假设下，风光并网总规模超过100GW后，储能规模随着风光并网规模增长的速度将加快。具体到市场化并网项目配储17.5%时，当风光并网规模低于100GW，并网规模每增加10GW储能规模将增加1GW，当风光规模高于100GW，并网规模每增加10GW储能规模将增加1.75GW。硅料降价：大基地建设节奏或超预期，储能需求受益明显硅料价格进入下降通道，集中式大基地需求受益最明显。截至3月31日，光伏级多晶硅价格为24.76美元/千克，相比于22年8月的高点降幅达35.4%。我们预计23年光伏装机量130GW，风电装机量70GW，从结构上看，对组件价格更为敏感的集中式电站是增量主体。若大基地建设节奏超预期，假设各比预期高10GW，则按照大基地平均更高的配储比例，或可带来2.6GW/6GWh左右的储能装机增量。火电退役：老旧火电机组提升，后续储能需求有支撑火电占比下降，可再生能源发电占比有望大幅提升。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，2025年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右；“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。据IEA预测，在实现“双碳”目标的预设下，到2060年，中国的太阳能和风能发电量相对于2020年将增加7倍，占总发电量比例从25%提升至2030年的40%和2060年的80%，其中，太阳能发电的占比由2020年的4%提升至45%。可再生能源发电比例的提升是政策推进和度电成本（LCOE）下降综合作用的结果，目前光伏发电和陆上风电已初步具备在LCOE上和燃煤电厂竞争的能力，火电占比将逐步下降，可再生能源发电占比有望大幅提升。火电机组退役带来更多的电化学储能需求。从火电新增发电设备的历史数据上看，2005-2010年时我国火电建设的高峰期，且2006年新增火电发电设备容量达9244万kW的峰值。按照20年设计寿命计算，对应2025-2030年起，我国将进入火电机组退役的高峰期。参考美国随着天然气发电厂逐步退役，从而实现可再生能源配合储能系统替代原有天然气发电的案例，且考虑到后续国内风光大基地的建成投运，预计2025-2030年国内电化学储能的需求提升。（详见我们于2022年10月20日发布的报告《储能协助能量时移，护航能源变革》）。规模预测：预计23年装机规模有望达到17.9GW/41.1GWh我们预计23年新型储能装机规模有望达到17.9GW/41.1GWh。据北极星储能网统计，国内2022年单年新增规划在建的新型储能项目规模达101.8GW/259.2GWh，并且大部分项目都将在近1-2年内完工并网，这些规模数字已显著超国家发改委、国家能源局于2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的2025年实现30GW装机的目标。我们预计23年新型储能新增规模有望达到17.9GW/41.1GWh，增速达到158.8%/168.4%，我们预计23-25年新型储能新增规模复合增速有望达到93.0%(GW)/103.5%(GWh)。结构优化：共享储能助力降本，协助理顺商业模式共享储能协助降本增效，规模效应明显。根据各地风电建设要求，新能源电站可以通过租用共享储能方式，满足配储要求。共享储能位于电网侧，规模高于发电侧小型储能，PCS、BMS、箱体及EPC建设均有规模效应，有助于实现成本优化。此外，大型储能电站多建在110KV/220KV并网点，相较于建在35KV并网点的发电侧储能更容易被调度系统调用，增加调峰和调频收入。针对发电侧改进模式，针对电网侧提升收入来源。按照配储要求，发电侧通过租用储能换来风光核准/运营便利，需要付出对应租金成本。共享储能相较于发电侧自用模式，可以在辅助服务市场获得辅助服务收益，实现模式优化；相较于传统的电网侧储能，能够获得租金收入，拓展收入来源。如我们测算新疆调峰用储能项目IRR约6.22%，若按照20年折旧支付租金，则回报率可达11.86%，显著提升储能项目IRR。辅助服务价格多在0.28元/千瓦时以上，收入租金规模在高于总投资的1/15即可满足6%以上的IRR要求。我们梳理了部分省份（地区）的调峰补偿价格，价格区间范围较大。比如，在2022年6月发布的《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》中，广东、广西、云南、贵州、海南调峰补偿价格分别为0.792/0.396/0.6624/0.2376/0.5952元/kWh，不同省份之间存在显著差异，较多省份调峰补偿价格具有较强吸引力。我们测算，当辅助服务价格在0.28元/kWh时，收入租金规模在高于总投资的1/15即可满足6%以上的IRR要求。发电侧租金承受力：公司资本成本在4.5%以上时，能够承受13年折旧租金。对于发电侧，租用份额可以减轻现金流压力，我们用租金现值/初始投资成本计算，发现当公司资本成本高于4.5%时，能够承受13年折旧租金。通过我们上面的测算，当租金折旧年限为13-15年时，共享储能针对储能运营方及发电侧均为效率更优的方案。项目测算：山东理想情况下回报率可达11.93%。2022年9月，山东省能源局发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的通知，措施提出，依托现货市场，推动新型储能市场化发展。包括4项措施：一是支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场，获得电能量收益；二是允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益；三是对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益；四是支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得辅助服务收益。发电方租赁需求：电力交易中心承担租赁撮合市场，多配备储能电站有望优先并网具体来讲，租赁规范方面，储能项目在山东电力交易中心统一登记，组织发电企业与储能运营方合同期限不低于2年。权益倾斜方面，配储电站并网时序倾斜已落地，电网企业将按照储能容量比例由高到低安排并网顺序，配储比例多的电站可以优先并网。租赁费方面，预计仍以倒算方式确定，当前山东项目针对容量租赁费大概1000-1500万元/MWh。共享储能方：交易+容量租赁模式盈利。政策给予储能主体地位，电力现货市场赚取价格差，规定充电电量不承担输配电价以及政府性基金附加，电力市场价格波动以及交易影响共享储能利润，根据山东电网披露，当前日内价格波动差为0.448元/wh，仍可提供可观的回报。规定对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益。当前参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用为0.0991元/kwh，双倍补偿约0.2元/kwh。我们测算当极端情况下（储能公司拿到全部电价差），回报率可达11.93%。敏感性分析：维持发电侧租金按照15年折旧计算/电网侧容量核定比例为50%的情况下，改变储能建设成本和日内电价差假设，我们看到当日内电价差在0.15元以上时，储能初始投资成本在2.2元/kwh以下时，可以保障IRR达到6%以上。当储能EPC成本下降到1.8元/Wh，0.10元的日内电价差也可以满足投资方的运营要求。供给维度：环节价值量变化，行业格局尚未定局产业链内企业纵横延伸，温控/消防环节价值量有望提升储能产业链包括上游原材料、中游储能系统、下游终端用户三个环节。储能系统包括电芯、PCS、温控、消防、EMS（能量管理系统）、BMS（电池管理系统）等多个环节，再由系统集成商进行集成，出售给下游终端客户。产业链内企业具有纵横延伸趋势，比如动力/消费电池企业大力发展储能电池业务，光伏逆变器企业开拓储能PCS业务，温控、消防企业追随储能行业热潮开拓产品应用领域；产业链内部分电芯、PCS公司纵向拓展业务至系统集成与EPC环节。电池环节成本占比高，拥有较高话语权。根据储能领跑者联盟，2022年储能系统成本构成中，电芯成本占比59%，PCS占比16%，BMS占比9%，EMS、温控、消防及其他占比16%。储能电池价值量占比高，其成本对储能电站的成本起到决定性作用，我们预计储能电池厂商未来在产业链中仍将保持较高的话语权。温控与消防环节的价值量有望提升。随着储能行业从导入期到快速发展期迈进，我们认为后续储能安全的重要性有望逐步凸显。2022年1～8月，全国电化学储能项目非计划停机329次，电化学储能的安全标准、管理规范亟待提升。从2021年底开始，从国家到地方出台了多项政策，着力储能电站安全管理。涵盖了安全风险隐患整治、储能电站安全管理、储能电站并网运行管理等多个方面。《电化学储能电站安全规程》将于今年7月1日实施，系储能安全领域的首个指引性文件，文件规定了电化学储能电站设备设施安全技术要求、运行、维护、检修、试验等方面的安全要求，涉及储能电池、BMS、PCS、监控、消防等各类设备的检修规定。文件提出了“每个电池模块可单独配置探测器”、“锂离子电池室/舱自动灭火系统的最小保护单元宜为电池模块，每个电池模块可单独配置灭火介质喷头或探火管”，灭火由舱级、簇级精准到PACK级。我们认为目前国内储能电站温控和消防投入有望进一步提高，相关公司有望量利齐升。电池：储能电池增量足，大电芯&叠片或是趋势储能电池增量足，新老厂商积极扩产。据21世纪经济报道不完全统计，2022年以来国内动力与储能电池扩产金额高达3013.7亿元，扩产规模840GWh。储能电池扩产幅度大，众多动力/消费电池企业大力发展储能电池业务，同时也不乏跨界企业，包括纺织业巨头盛虹集团、主营大气污染控制领域环保产品的ST龙净、食品企业黑芝麻等均跨界布局储能电池生产。电池产能快速落地，大电芯&叠片或是新趋势。大电芯逐渐成为国内集中式和工商业储能系统的主流选择，2022年以来，华能等招标明确要求电芯单体容量不低于280Ah。据GGII，截至2022H1，280Ah在国内工商业侧渗透率已达60%以上，截止2022年9月底，纯280Ah独立线（特指专线专供280Ah储能电芯，除动储共线企业外）产能合计约34GWh，除上述产能以外，到2023H1将新建280Ah专线的投产产能约80GWh。此外，叠片工艺也成为了大型储能电站电芯的新趋势，叠片工艺能让大电芯更好发挥安全性、能量密度、工艺控制上的优势。据GGII，2022H1方形叠片电池在储能市场已出货3GWh以上，整体渗透率约为7%，广泛应用到户用储能、国内工商业储能和源网侧储能项目中。PCS：国产IGBT产能释放，市场向头部聚集海外IGBT大厂预计短期供应仍处于紧缺状态。IGBT作为PCS的核心部件，22年曾一度成为制约PCS出货供应的关键要素。据英飞凌2022年11月年报交流会，公司部分产品已正常供应，但用于可再生能源的IGBT仍处于紧缺状态，考虑到IGBT未来的下游需求，英飞凌将继续投资扩大IGBT生产。我们预计2023年储能将面临与新能源汽车争夺IGBT产能的局面，海外IGBT的供应情况短期内或难以好转。国产IGBT厂商积极扩建，市占率逐步提升。据Omdia数据，国内厂商时代电气2021年首次进入IGBT模块排名前十。据时代电气22年8月26日交流会，公司2023年IGBT订单已全部锁定。国内半导体厂商在全球市占率正逐步提升，海外IGBT紧缺对在国内销售的储能产品影响或将减小。市场对IGBT需求火热，据半导体产业纵横，国内半导体厂商华虹半导体、中芯国际、积塔半导体、士兰微、华润微、比亚迪半导体、时代电气等普遍扩建意愿积极。大储是B端市场，厂商价格直面竞争，产品优势公司脱颖而出。储能PCS在初期单价和毛利率较高，随着头部厂商不断扩产和新的厂商不断进入，产业竞争加剧，价格和毛利率逐渐走低。上能电气2018年储能PCS营收0.15亿元，产品单价0.37元/W，2022年储能PCS营收1.42亿元，较2018年增长近9倍，产品单价0.19元/W，降幅50%，规模效应尽显。阳光电源光伏逆变器价格稳中有降，由2018年0.22元/W降至2022年0.19元/W。温控：成本下降叠加要求提升，液冷趋势已现液冷针对大储优势凸显，未来市场规模将快速提升。液冷在技术上具备优势，当前大容量、高功率储能系统的快速应用，对于储能系统散热效率要求更高。液冷技术相比于传统风冷散热效率更高，同时噪音更小、能耗更低，具有显著优势，单位价值量相比风冷也会有明显提升。随着储能电站大型化、集约化的不断发展，储能系统大容量、高密度的趋势不断凸显，未来液冷市场规模预计会快速增长。根据GGII，2021年中国储能温控市场整体规模为24.7亿元，液冷温控市场规模3亿元。GGII预计到2025年，中国储能温控市场总规模将达到164.6亿元，液冷储能市场价值将达到74.1亿元，占比约45.1%，年复合增长率超过89%。行业内积极布局，液冷成本有望降低。行业内目前已有包括英维克、奥特佳、高澜股份、同飞股份等多家公司布局储能温控市场并进行液冷产品相关业务开发，其中英维克和奥特佳已有完善客户体系和产品生产线，先发优势明显，其余公司也积极布局多项液冷产品规划，抢占市场空间。风冷系统结构相对简单，价值量低于液冷。其中，压缩机、风机价值量最大，二者主要原材料为铜、钢等大宗商品。未来，水冷主机将趋于标准化、规模化生产，大宗商品价格进入下行区间，液冷、风冷系统成本有望逐步降低且差距或将逐步缩小。消防：行业集中度低，渠道布局为关键行业集中度低，渠道布局为关键。消防行业集中度低，截至2019年青鸟消防、威海广泰和天广中茂三家企业市占率分别为2.2%、0.95%和0.39%，行业CR3仅3.54%，格局分散。各传统消防企业积极拓宽产品类别，开发储能产品，行业内比较重视渠道布局与产品解决方案的提供。集成&EPC：多方企业涌入，渠道是拿单关键多方企业涌入，行业竞争加剧。集成商与EPC方通过采购设备、系统集成后打包出售给下游客户，是储能电站各组件与下游客户的连接人，也是储能电站安全运行的负责人。当前大量企业涌入储能赛道，集成商与EPC方主要可分为三类：1）产业链内电芯、PCS等企业纵向延伸，如宁德时代、比亚迪、阳光电源等，利用其品牌、成本与渠道优势迅速打开市场，业务发展壮大；2）关联赛道企业利用技术与渠道优势横向切入储能赛道，如阿特斯、天合光能等；3）具备电网背景的地方资源型企业，如南网科技、许继电气、海博思创等，这类企业对于电网具有深刻的理解，技术经验丰富，手握地方资源，订单更有保障。2022年储能系统（不含EPC）中标结果中比亚迪遥遥领先，但行业整体集中度仍较低。储能与电力市场2022年共计追踪到70家企业有中标记录，其中比亚迪以超1.6GWh的总量遥遥领先。累计中标规模超过500MWh的其他系统集成商还包括江苏中天、南都电源、海博思创和许继电气，行业整体集中度较低。强者恒强，出清红海。集成商与EPC方获取项目主要取决于：1）与下游客户的关系亲密及稳定程度，集成商与EPC方的下游客户较为稳定，主要是五大四小发电集团以及国南两网；2）项目经验，招标方往往会重点考察投标方的相关项目经验，其亦体现着投标方的技术水平。长期来看，集成商与EPC方能够突出重围还需具备两个关键要素：1）资金保障，大储建设对于资金的垫用要求较高；2）成本优势，大型电站产品趋于同质化，产品价格竞争日趋激烈化。规模效应与成本控制成为企业盈利的关键。我们认为，行业将会呈现强者恒强，出清红海的局面，具备项目经验与规模效应的企业优势将会进一步加强，企业的渠道优势将会成为订单保障的关键。利润维度：被上游挤压利润逐步修复，规模效应增强上游原料价格回落，产业利润有望修复各环节22H1毛利率相比21年全年普遍走低，消防环节毛利率水平最高。21年电芯环节两家企业储能业务毛利率处于28%-30%，22H1受到上游锂矿价格高涨且传导滞后影响，盈利空间被显著压缩，以宁德时代为例，22H1毛利率下滑至6.43%。消防环节毛利率最高，且两家公司22H1毛利率相比21年均有提升，我们认为主要系公司产品结构优化致整体毛利率水平抬升。储能PCS及系统集成环节内各公司由于业务结构及出货市场的不同毛利率水平差异较大，阳光电源/上能电气2021年储能业务毛利率水平分别为14.11%/24.52%。温控环节毛利率普遍在25%-30%之间。EPC环节21年毛利率普遍在20%-30%之间，22H1毛利率水平出现明显下滑。国内储能加速放量，规模效应有望凸显国内储能行业放量后，企业的营业成本有望通过规模效应下降。国内和海外储能所在产业阶段不同，海外储能已经处于业绩释放期，销售放量带来显著规模效应，期间费用率已经下降到较低位置。国内市场仍处于从前期导入到快速发展期的过渡阶段，潜在规模效应仍有较大空间。以国内外市场典型公司为例，21年期间费用率差距4.4pct，22年前三季度有系统集成业务放量，规模效应带动下整体期间费用率已逐步接近。我们认为除了业务占比不同外，原有逆变器/PCS业务仍存在较高的规模效应空间，如上能电气的研发费用率显著高于锦浪科技，20年-3Q22分别高出3.1/3.3/1.5pct。政策催化：发电侧配储权益倾斜/电网侧替代储能设施发电侧配储权益倾斜：2021年7月国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，“大力推进”发电侧储能，“积极推进”电网侧储能，“积极支持”用户侧储能，发电储能核心地位不变。意见中针对新能源配储项目，在项目核准备案、并网以及运营中调度、保障利用小时数和辅助服务补偿上均给与政策倾斜，激发发电侧自发性配置需求。目前发电侧还是纯粹的租金付出方，该项政策落地后能够为发电侧带来收入，发电侧和共享储能方均将受益，国内商业模式有望理顺。电网侧替代性储能设施：国内电网侧替代性储能设施对于减少电网波动性具有重要作用，未来建设费用有望纳入输配电价回收，支撑大型储能需求。电网替代性储能是指建设在电网侧适当位置的储能电站，作为电网公司的一种输配电固定设施，进行削峰填谷转移负荷，具有替代输配电设备投资、提升线路的传输容量等多种功能。替代储能能够在低谷时段充电、高峰时段放电，从而产生峰谷套利收益；同时能够发挥调频、调峰、备用、黑启动、调压等辅助功能，对于减少电网波动性、维持电网安全可靠运行具有重要作用。板块观点：大储潜在催化充分，业绩估值均有向上支撑板块行情：储能指数大幅提升，基本面/预期差共振向上复盘：储能指数走势整体与新能车、光伏相似，21年以来涨幅高于新能源车及光伏指数。储能电池/PCS多由传统动力电池/逆变器公司提供，整体走势与光伏/新能源车类似。储能板块逐步从“伪”需求向内生需求转变，21年以来涨幅高于新能源车及光伏指数。储能指数大幅提升，背后原因是基本面与预期差共振向上。基本面：根据CNESA，2022年国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh，与2021年同期相比，增长率均超过180%。预期差：储能板块逐步从伪需求迈向真实需求，新能源配储+成本分摊机制逐步理顺，正外部性逐步内化，行业预期差带动增长。产业阶段：平价前后撑起高估值，利润有较大上涨弹性国内大储正在向验证放量期迈进，能够撑起更高的估值。产业阶段基本可划分为萌芽期、过热期、验证放量期、稳健增长期、成熟期。目前从产业阶段来看，国内储能市场处在从前期导入到快速发展的阶段，处于平价前后的时间点，我们认为估值水平有望提升。其背后的逻辑在于，平价之后，行业的需求量会大幅提升，业内公司的ROE也有提升的动力；同时平价后需求的稳定性也会有所提升。头部公司估值回调后逐步进入可买区间，大储利润上涨弹性较大。目前国内大储估值已经修复到合理区间，盈利预测的提升仍需等待公司出货量预期提升和利润率提升的信号。量的增加主要来自于市场化并网项目、硅料降价以及火电机组退役，高招标量提供放量基础，后续可以重点跟踪在手订单情况。利润率提升主要来自于上游原料价格下降带来产业链各环节利润修复以及放量后带来的规模效应。同时，潜在催化政策（电网替代性储能/各地共享储能政策/发电侧配储权益倾斜）充裕，我们认为国内大储利润上涨弹性充足，后续估值及业绩均有提升空间。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。）储能行业市场分析1储能安全性能亟待升级1.1储能安全事故频发造成严重损失全球范围内储能火灾事故频发。据我们不完全统计，2017年以来，全球范围内共发生59起以上储能火灾事故。其中2021年以前事故主要集中在韩国，多数由三元锂电池引发，因此减缓了后续韩国储能装机进程，并使得三元电池逐渐退出了储能市场。2021年以后，中国、美国、欧洲、澳洲等储能发展迅速的地区均发生了多起严重事故，造成大量损失。储能系统火灾造成的损失重大。2022年10月15日，韩国重要数据中心锂电池起火断电，导致韩国两大互联网巨头Naver和Kakao中断服务，韩国金融交通运输等几乎所有部门受到严重影响。这场火灾直接令Kakao集团股价下跌4%~5%，市值蒸发约101亿元人民币。储能安全事故还可能造成人员伤亡，2021年4月，北京市丰台区福威斯油气技术有限公司一储能项目发生火灾爆炸，造成1人遇难，2名消防员牺牲，1名消防员受伤。储能系统火灾往往会出现复燃，较一般火灾控制难度大。在上述北京市丰台区储能系统火灾事故中，先有人员发现电池柜起火冒烟，但是明火被扑灭后不断复燃，并不时出现爆燃，直到发生爆炸，造成人员伤亡。从发现起火到明火彻底被扑灭耗时近12小时。究其原因，锂电池作为一个能量体，火灾时会引发外短路，而外短路又会促进电池的热失控，形成循环直至能量耗尽，导致储能系统火灾控制难度较一般火灾大。锂电池储能系统火灾的严重性远远大于电动汽车电池火灾。锂电池储能系统由大量的电气系统构成，电气火灾则可能诱发更严重的锂电池火灾。因此，消防安全必须同时考虑电气设备和电池系统的双重安全，才能有效保障储能系统的安全性。而且，储能装置能量比动力电池系统高1-2个数量级，火灾事故影响范围和程度更加严重，安全防控更加复杂，并且缺乏安全标准。1.2锂电池热管理难度较大温度是影响锂电池稳定性的关键因素。温度对锂电池稳定性影响主要表现在高温会使电池的内部材料会发生分解反应，导致锂离子通道发生闭塞，引起正负极直接接触、短路，放出大量气体和热量，电池内部压力迅速增加，从而发生如电池鼓包、破裂、泄压阀破裂、铝箔熔化等热失控现象。电池过热是事故演化的核心阶段，电池本体、外部激源、运行环境及管理系统这四类诱发因素都会导致电池过热，从而诱发安全事故。温度对锂离子电池的影响主要表现为三个方面：1）容量衰减：温度越高，锂电容量衰减速度越快；2）热失控：充放电过程中热量无法散去则会导致热失控，带来连锁反应，造成储能系统热失控，降低电池安全性；3）低温特性：低温环境下，锂电容量也会随着温度下降而下降。锂离子电池有最佳温度、工作温度和可承受温度三类温度区间。可承受温度区间（-40℃-60℃）是锂电电化学性能相对稳定的区间。在此区间内，-20℃-45℃是工作温度区间，会出现电池寿命衰减、抗阻增加、容量下降等问题，但仍能正常工作；10℃-35℃是最佳温度区间，锂电电化学特性表现最佳。复杂的电池材料和密集系统结构加大储能热管理难度。由于商业化储能锂离子电池采用的是沸点低、易燃有机电解液，其电解质材料热值较高，当电池本体或相关电气设备运行发生故障时，容易引发电池材料热副反应，诱发电池热失控。而且储能系统中大量电池紧密排列在一个空间内，高低倍率交错运行，容易造成热量聚集、温度分布不均匀、电池间温差较大等问题，导致电池的性能、容量和寿命下降，发生连锁反应，甚至引发热失控，诱发安全事故。随着工作时间越长、放电倍率增大，锂电池放热速率增加。不同放电倍率下锂电表面的温度变化在充电阶段、静置阶段基本一致，而放电阶段，锂电表面温升随着放电倍率的增大而显著增大，放热速率加快。当放电倍率增加至1.5C时，放电阶段锂电温度高达40℃，超出最佳温度区间，可能会诱发热失控。大容量和高倍率的储能系统成为发展趋势，驱动储能温控和消防需求提升。2021年以来，多项国家、地方政策均鼓励探索建设共享储能，建立“新能源+储能”机制，推动新型储能市场化发展。为应对大规模储能进入市场，多省发布了储能参与的调峰调频辅助服务政策。调频要求储能系统具有高倍率，调峰要求储能系统具有大容量，随着调峰调频需求增长，储能系统产热量将不断上升，储能温控和消防行业有望迎来重要的发展机遇。1.3新国标提高储能安全要求储能电站装机容量快速增长，储能安全政策趋严。随着大容量、高倍率的储能系统成为趋势，储能安全问题逐渐被重视。2014年版国标《电化学储能电站设计规范》已很难满足快速发展的储能安全需求，国家标准之外仅有部分企标、团标、地方标准、美标NFPA855、UL9540等作为参考，国内储能安全标准仍需进一步规范。新标准对储能安全标准提出更高要求。国家标准GB/T42288-2022《电化学储能电站安全规程》已正式发布，将于2023年7月1日起正式实施。此前储能安全领域的老国标系2014年发布，在消防领域主要规范了建筑物和设备防火等级、消防水池和砂池的配置，探测和预警方面提出“应设置火灾自动报警系统”和“宜配置感烟探测器和可燃气体报警装置”。2021年出台的新国标征求意见稿，开始引入“自动灭火系统”、“电池模块级消防”、“多系统联动”、“抑制复燃”等概念。此次新国标正式发布，相较征求意见稿进一步趋严，新增了“每个电池模块可单独配置探测器”的表述；“且防止复燃”的表述升级为“持续抑制复燃”。我国电化学储能电站安全政策不断趋严。2022年，多项政策陆续出台，根据国内外电化学储能电站火灾事故的案例，对储能电池的性能、储能系统安全、运行维护安全管理等提出更加详细的规范与标准。随着储能安全标准趋严，储能消防和温控系统的重要程度有望显著增强。相比于国外，虽然我国电化学储能电站事故发生较少，但是储能安全标准体系不够健全，缺乏国外政策提到的一些重要规范，比如AS/NZS5139要求电池系统安装在特定位置；UL9540A强调了单个电池储能系统单元火灾缓解方法；NFPA855对于储能系统单元间以及与墙壁的安全距离进行了规定等。由于国内外储能电站事故频发，我国储能安全标准向全球标准靠拢，不断完善趋严，储能消防和温控系统的重要程度有望显著增强。2储能消防重要程度有望增强2.1消防设计策略需要升级当前储能系统火灾探测及消防设计存在不足。目前预置舱储能电站火灾探测报警系统参照GB50116《火灾自动报警系统设计规范》，配置使用点型感温和感烟探测器，消防预警系统采用独立的通讯方式，主要存在三点不足：1）探测部分：配置的点型感温和点型感烟探测器，只有在烟气和温度已经蔓延到舱室后才能起到报警作用，不适用于锂离子电池热失控早期预警，属于电池热扩散事故发生后的火灾报警。2）火灾抑制部分：在整个预制舱内做淹没式的灭火药剂喷放，灭火药剂无法作用于发生热失控的电池箱内部，不能起到定向扑灭火灾的作用。3）联动部分：传统消防作为独立运行的系统，无法与BMS或EMS系统通讯形成有效联动。新型储能消防系统设计主要包括三个方面：主动预警、通讯联动和多级防控。主动预警需要通过BMS系统对电池日常运行数据进行测量，监控异常电气参数，提前识别出异常电芯或PACK进行更换。通讯联动需要实现BMS、EMS等管控系统，各类传感器组成的探测系统，灭火介质释放、继电器、断路器等执行系统之间的联动控制。多级防控大体将储能电站火灾防控设计分为三个层级：1）PACK级消防：在每个电池箱体内配备灭火系统，发生电池热失控甚至出现初期火星时，可将灭火剂精确作用于异常电池箱体内，将火灾控制在萌芽状态，实现损失和影响的最小化。2）舱级消防：当电池箱体内部的火灾没有得到有效扑灭，或者出现预制舱内的附属电器、电路、控制器等短路引发的电气火灾时，需要启动舱内消防装置释放灭火剂，进行空间淹没式的消防。3）电站级消防：当火灾蔓延至储能预制舱外部，通过防火墙设计、预制舱间距提升、站内大型消防设施配备等方式防止事故扩大化，为火灾救援争取时间。2.2消防装备数量和质量有提升空间探测端的多层级要求将提升微型探测器的需求。多级防控设计落实到探测端，体现在不仅在储能预制舱中布设探测设备，更需要在每组电池簇，乃至每个电池模块上，布设气体、温度探测设备，以获得对于隐患位置和发生时间更清晰的认识，从而进行更及时精准的反应。探测端还需要多类探测器结合，对火灾隐患的各类表征进行全方位侦测。由于锂电池材料成分复杂，火灾反应特殊，而各类传感器都有其特定的应用场景，面对锂电储能火灾的多种气体探测、长寿命、高响应速度、高稳定性等严格要求，需要一氧化碳、氢气、VOC类、烟雾、温度和火焰等多种探测结果复合作为预警和灭火喷射启动信号会更科学可靠。气体灭火剂快速降温性能更好，水基灭火剂持续冷却性能更佳。根据试验数据，几类气体灭火剂中，当前配置最广泛的七氟丙烷冷却降温的效果最差；六氟丙烷和全氟己酮冷却降温效果好，但气体灭火剂持续冷却降温的效果均较差。水基灭火剂的快速降温效果不及全氟己酮等气体灭火剂，但是细水雾具备较好的持续冷却性能。扑灭只是基础，防止复燃是消防难点；气体灭火剂和细水雾结合的方式具备更好的锂电池灭火性能。气体灭火系统因不能持续冷却降温以抑制锂电池热失控的持续发生，即使前期实现快速灭火，但后期易复燃，从而无法有效扑灭锂电池火灾。同时配置气体灭火系统和细水雾灭火系统，在火灾发生时，气体灭火系统采用全舱淹没的方式快速降温，模组级分布式细水雾系统针对特定电池组持续冷却，可以起到理想的灭火效果。储能消防系统价值占比有望提升。据青鸟消防公告，目前储能消防领域仍主要采用舱级方案，在整个储能系统中的价值占比为1%-3%左右；随着储能安全领域相关政策、标准的逐渐落地，舱级方案配置的探测器种类和数量提升，气体消防和细水雾消防协同配置，价值占比有望向3%-4%拓展；而随着PACK级方案渗透率逐渐提升，预计价值占比5%-7%是有望落地的方案。2.3预计储能消防市场空间增长迅速预计2026年储能消防行业市场空间达到119.8亿元，2022-2026年CAGR为129.8%。我们认为，随着全球范围内储能装机高速增长（储能装机详细测算过程见国联证券电新组外发报告《储能系列报告一：海内外需求共振造就优质赛道》），中国系统集成商在海外市场市占率不断提升，储能消防供应商有望通过对集成商的深入绑定进入海外市场，并有望通过拓展海外集成商客户加快出海进程。另外，随着储能预制舱内配备的消防探测器种类提升，灭火介质种类由七氟丙烷升级至全氟己酮和细水雾相配合，PACK级消防方案渗透率逐渐提升，储能消防单位价值量可进一步提高，使得储能消防行业获得高于储能行业本身的市场空间增速。3储能温控价值量有望提升储能安全是系统性工程，更先进的消防设计往往与液冷系统相结合。液冷电池PACK普遍具备IP67等高防护等级，得以满足簇级或者PACK级消防对于电池结构密封要求的提升；液冷储能系统普遍具备更高的集成度，采用非步入式结构，电池机柜间可采用防火隔板进行隔离，减少相互影响；更重要的在于，液冷系统可降低电芯之间的温差，使整个系统在适宜的温度工作，从源头上减少储能系统发生热失控的概率。3.1液冷系统更安全且度电成本更低储能热管理主要分为风冷和液冷两条路径，液冷系统的综合性能更强。风冷即利用空气作为冷却介质对电池系统进行冷却，空气从电池一侧流入，流经电池内部后，由另一侧流出。由于流经前部电池组的空气积累了部分热量，会导致后部电池组的冷却效果变差。这一问题可通过改变空气流道的设计改善，但可能导致降低储能系统的能量密度。液冷系统一般采用乙二醇水溶液作为冷却剂，冷却液流经集成在电池系统内部的液冷板，以降低电池温度。液冷系统可使电池之间的堆叠更加紧密以提高能量密度；并且具备更强的散热性能，降低电池温差，提升一致性水平，降低热失控风险。液冷技术此前在SVG、数据中心、直流设备、电动汽车等领域已广泛使用，在储能领域的新应用也逐步成为市场的主流选择。液冷系统具备更强的温度控制精度，进而延长电池寿命。综合各厂商的宣传口径，风冷机组可将储能系统内的温差控制在5-10℃左右，而采用液冷机组可将温差降低至2-3℃的水平，显著提高电池充放电过程中的均一性，并有望较风冷系统延长2年以上的电池使用寿命。液冷系统具备更高的单舱能量密度，减少储能建设用地。我们统计了阳光电源和科华数能分别采用风冷和液冷方案的储能系统集成产品的参数，计算得到风冷产品的能量密度约为0.13-0.15MWh/m2，而液冷集成方案可提升能量密度50%以上至0.2-0.23MWh/m2。同样电池能量条件下，液冷方案可较风冷减少约30%的占地面积。在一个4MWh的集装箱储能系统中，当COP提升至2.5时，温控系统耗电可大幅降低，相较风冷系统节省1.45万元/年，约占年运营成本的1.45%（包括电池及其他设备折旧、人工以及财务费用等全部成本）。同时，液冷系统中的运动部件较风冷系统减少90%以上，可减少故障点，降低设备维护费用。液冷系统的优势最终体现在降低全生命周期的度电成本。由于储能温控设备在整个储能系统中的价值量占比较低，由风冷升级至液冷系统之后，建设成本的增加幅度小于系统循环寿命的提升幅度，根据科华数据、南都电源、天合储能等公司对于液冷新品的宣传，全生命周期的LCOS可降低15%-32%。3.2预计国内市场液冷渗透率快速提升当前国内储能液冷渗透率较低，海外市场对液冷接受度较高。据GGII，2021年国内储能领域液冷温控渗透率仅为12%，预计2025年有望迅速提升至45%。海外市场缺乏统计数据，但从全球系统集成龙头Fluence的产品结构变化可以看出液冷渗透率快速提升的趋势。Fluence在2020年以前的集成产品均为风冷方案，2020年后推出的新一代产品中，光伏配储和工商业储能产品提供风冷和液冷两种选择，电网级储能产品仅提供液冷配置。液冷系统单位价值量显著高于风冷，不过在总成本中占比较低。整套液冷系统单位价值量约0.6亿元/GWh，风冷系统单位价值量约0.3亿元/GWh。据我们不完全统计，2022年国内储能系统采购中标均价为1.54元/Wh，因此储能液冷系统成本仅占系统采购成本的3.9%左右；风冷系统成本仅占系统采购成本的1.9%左右。下游对于温控系统的价格敏感度相对较低。近年国内厂商纷纷推出液冷产品，渗透率有望快速提升。国内厂商中，宁德时代和比亚迪率先针对海外市场需求，于2020年推出了液冷集成产品；2021-2022年，各主流系统集成商纷纷跟进，推出了凝聚最新设计理念和技术实力的液冷方案产品，强调新品的高安全、高能量密度、长寿命、低度电成本的特性。我们认为随着国内集成商在液冷领域的布局持续推进，重点示范项目开始采用液冷系统，国内储能项目商业模式逐渐跑通，性能更优异的液冷方案渗透率有望快速提升。预计2026年储能温控行业市场空间达到167.1亿元，2022-2026年CAGR为89.2%。我们认为，随着全球范围内储能装机高速增长，中国系统集成商在海外市场市占率不断提升，储能温控供应商有望通过对集成商的深入绑定进入海外市场，并有望通过拓展海外集成商客户加快出海进程。另外，由于液冷渗透率提升已基本成为行业共识性趋势，储能温控单位价值量可进一步提高，使得储能温控行业获得高于储能行业本身的市场空间增速。3.3供应链垂直整合构成核心竞争力储能温控厂商多为相近赛道跨界而来，行业格局尚不稳定。当前储能温控厂商主要来自数据中心温控、工业冷却设备和车用热管理领域，各自的先天优势有部分差异。一般而言，数据中心温控设备企业此前在风冷领域技术积累更多；工业冷却设备企业此前对于液冷技术的应用更多；而动力电池热管理企业此前与电池厂商的绑定相对更深入。目前储能温控市场空间相对较小，液冷方案在国内刚刚起步，且行业具备较强的定制化属性，竞争格局尚不明确，需关注温控厂商与头部系统集成商的配套关系。液冷系统中价值量最高的环节为液冷主机和液冷板。从液冷系统的成本结构来看，液冷主机约占57%，液冷板约占16%，分配管路约占10%，干冷器/蒸发冷却器等冷源约占8%，输入电源约占2%，其他成本约占7%。对于供应链的垂直整合能力构成温控企业核心竞争力。由于液冷技术此前在其他领域的发展相对成熟，我们认为储能温控企业的主要竞争优势将体现在产品定制能力、成本控制能力以及对大客户的绑定；而以上优势的核心来源是企业对于自身供应链的垂直整合能力。以液冷板为例，部分温控企业自身并不具备液冷板生产能力，并且由于液冷板与电池包的集成度较高，电池厂商也不会轻易将电池设计参数提供给新接触的温控厂商，而与已经展开合作的供应商之间黏性更大。4系统集成商竞争壁垒逐渐提高4.1集成商是储能安全第一责任人储能系统的构成相对复杂，集成商扮演安全第一责任人的身份。储能电站系统是由储能电池、储能变流器（PCS）、温控系统、消防系统、升压系统、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）和其他诸多设备集成的复杂系统。储能系统集成商向上游对接大量设备供应商，将各子系统高效、安全地集成为储能系统产品，向下游业主或EPC承包商交付并提供后续的质保服务，是储能项目安全的第一责任人。集成商通过对管理系统的搭建体现储能的安全价值。集成商的价值不仅是对各类设备采购后的简单拼凑，而是需要搭建整套储能设备的管理系统，真正实现新国标中要求的各类安全设备的联动控制，以在对成本进行有效控制的前提下，充分发挥整套系统的安全价值。低价竞争及较长的供应链易滋生安全隐患。2022年10月，海南某平价光伏项目配备的25MW/50MWh储能电站中1个电池舱，在调试阶段发生起火事故。据索比储能网报道，该项目系统采购中标单价约为1.304元/Wh，低于我们统计的2022年均价1.5元/Wh；另外，该项目系统集成商、电池直流侧集成商和电芯供应商分别为三家企业，供应链条相对较长。4.2技术、渠道、资金构筑行业壁垒对于电池运行状态的主动预警将提高储能系统集成商的行业壁垒。对于电池状态的监测难以由消防设备供应商完成，而是电池厂商或系统集成商提升自身产品竞争力的手段。功能的实现依赖于根据大量实际运行数据建立的模型，在设备运行过程中实时检测和评估电池性能；庞大的运算可能出现BMS算力不足的情况，还需要在云端增加计算设备。因此对于系统集成商的过往项目经验，以及基于大数据及人工智能算法实现电站智能运维的能力提出了更高的要求。各厂商产品的最终性能存在差距。理论上，集成商可在全市场采购优质的设备进行集成，不过系统的整体设计、各类设备的配合、电芯一致性的控制仍考验集成商的技术实力，最终体现在各厂商的集成产品的性能上存在差距。强大的供应链管理和多环节自研自制构成竞争要素。安全、长寿命、智能高效和易安装维护是当前各集成商在产品设计上的共同追求，并需要在保障高性能的同时合理管控成本。因此，凭借自身较强大的市场地位提高对供应链的管理能力，以及通过对电芯、PCS、BMS、EMS等关键构成中的一个或多个环节的自研自制，并不断迭代升级，是系统集成商的重要竞争要素。下游客户多为大型电力集团，形成较高渠道壁垒。据储能与电力市场统计，2022年全年，国内储能项目完成招标44GWh以上，项目业主主要为大型电力央国企，多数储能项目招标要求参与方具备丰富项目经验，具备项目资源获取能力的企业有望占据优势，并通过规模扩张和品牌口碑的建立构筑后续更高的竞争壁垒。单个项目投资大、周期长，对资金实力要求高。当前100MW/200MWh大型储能项目的建设逐渐成为主流，单个项目对应设备投资约3亿元，总初始投资约4亿元；并且项目从招标、设备采购、安装调试、性能测试的全流程周期较长；下游业主议价能力强，因此储能集成商的资产负债率及应收账款周转天数普遍较高，对企业的资金实力要求较高。4.3集成商集中度有望提升储能作为新型电力系统补短板的刚需，装机高速增长。据CNESA，2022年国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh，功率及能量规模同比增长率均超过180%。截至目前，全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能的装机目标，总规模接近67GW；此外，国内2022单年新增规划在建的新型储能项目规模达到101.8GW/259.2GWh，预计大部分项目或将在近1-2年内完工并网，项目规模已远超国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的2025年实现30GW装机的目标。独立储能已构成储能项目开发的主流形式。据我们不完全统计，2022年国内储能中标项目中，新能源配储约占46%，独立及共享储能项目约占44%；2023年初至今，我们共统计到7.6GWh的储能中标项目，其中66%均为独立及共享储能项目，已构成储能项目开发的主要形式。独立储能电站盈利模式逐渐明晰。2022年以来，各地方政策纷纷落地，逐渐确定了现货市场套利、容量租赁、容量补偿和辅助服务收益为独立储能主要收益来源。山西省在国内首次针对独立储能设立一次调频辅助服务市场；甘肃省在全国范围内首次为储能电站开放了调峰容量市场；青海省首次提出，储能电站可同时参与调频、调峰市场，或同时参与调频、现货电能量市场；山东省独立储能参与现货市场已运行一年时间。保障辅助服务调用次数增强业主信心。储能项目经济性此前最大痛点在于利用率过低，当前多地辅助服务政策中规定了储能项目最低调用次数，强力保障了项目整体收益率；青海储能调峰补偿标准0.5元/千瓦时，年利用小时数不少于540小时；宁夏2022、2023年度储能试点项目的调峰服务补偿价格为0.8元/千瓦时，年调用次数不低于300次。现货市场前景广阔，考验电价预测及运营管理能力。据储能与电力市场模拟测算，2022年山东2小时储能系统参与现货市场，全年理想情况下可获得价差水平为0.57119元/kWh。虽然低电价在中午时段，高电价在傍晚时段均有相当的集中度，但整体仍较为分散，需要运营方具备更精细的电价预测及运营管理能力以获得较高的套利空间。智慧运营和交易辅助或将成为集成商打造差异化的重要途径。当前已有14个省市推进全国电力现货市场试点，预计2023年内现货市场在全国的推进会更加迅速。22年10月，融和元储中标全国首个独立储能现货交易辅助决策项目，我们认为相关的储能系统运营、数字化和智能化应用有望构成未来系统集成商打造差异化的新壁垒。锂价下行，独立储能项目供应商的盈利空间相对较好。通过梳理2022全年的储能项目中标价格，独立储能项目的EPC中标均价为2.08元/Wh，显著高于新能源配储项目EPC中标均价1.64元/Wh；独立储能与新能源配储的系统采购均价接近，分别为1.48元/Wh和1.50元/Wh，不过独立储能的报价区间相对集中，最低报价为1.41元/Wh，而新能源配储最低报价为1.29元/Wh，反应出部分项目存在低价竞争的情况。随着23年以来碳酸锂价格迅速回落，储能供应商成本压力预计将有所减弱，盈利空间逐渐打开。高利用率储能项目对于供应商的选择相对集中。2022年开始，多个大型开发商开始以框架采购的方式为即将开展的储能项目预定供货商。6个框架采购项目合计超10GWh，对于供应商的选择相对集中；据我们不完全统计，相较于主要作为并网路条的新能源配储项目，利用率预期较高的独立储能项目由于对设备性能的要求更高，对于供应商的选择也相对更加集中。我们认为，随着储能商业模式的日趋完善，下游业主对于产品性能的更加重视，储能系统集成商的集中度有望提升。5投资分析5.1青鸟消防：储能消防先发优势明显国内外消防领域业务发展迅速较快。公司是国内消防电子领域龙头，能够提供全线产品及服务，竞争优势明显；公司重视技术研发，自研朱鹮芯片应用于公司绝大部分产品，降本优势明显；公司渠道积累深厚，国内外布局广阔，品牌影响力强，并获得国内外双认证，拥有国内四大生产基地和国外三大基地。前瞻布局储能消防市场。公司产品品类不断丰富，能满足客户多个消防系统同时建立的整体化布局要求，抢占已清出中小型企业的空缺市场，获得更大市占率；储能消防新国标发布，公司储能消防产品2022年累计发货4000万以上，同比大幅提升；PACK级设备门槛较高，公司已建立完备探测及灭火技术储备，产品优势明显；存量市场增长规模较大，公司提早进行渠道布局，获单机会较多。5.2英维克：充分受益于储能及数据基建高景气公司2022年前三季度实现营业收入14.9亿元，同比下降1%，归母净利润1.17亿元，同比下降23%。公司2021年实现营收22.28亿元，同比增长30.82%；实现营业利润2.18亿元，同比增长7.95%；实现归母净利2.05亿元，同比增长12.86%。储能温控业务高速增长。液冷快速连接器产品已经形成系列化，包括自锁和盲插等11个系列，近期发布了储能温控新产品——BattCool储能全链条液冷解决方案2.0。公司产品已成熟应用于众多国内外储能项目。22年半年报显示公司来自储能应用的营业收入约2.5亿元，较去年同期相比增长约68%。数据基建景气度提升，公司有望充分受益。公司深耕精密温控领域，涵盖机房温控节能调节产品、机柜温控节能产品、客车空调和轨道交通列车空调四大业务模块，具备丰富的产品供应和业务经验；公司是间接蒸发冷却技术专家，针对大型数据中心的散热问题，推出蒸发冷却多技术融合的产品，已为腾讯、字节等主流厂商建设数据中心冷却项目，未来有望随数据基建景气度提升，持续快速增长。5.3同飞股份：工业温控领先企业积极拓展储能业务传统业务稳步增长。公司传统业务的主要下游行业为数控装备（包括数控机床、激光设备）和电力电子装置行业。数控机床方面，下游应用广泛，不但可以应用于国防军工、石油化工、船舶等领域，还可以应用于新能源、纺织、电子、汽车等行业的自动化设备；激光设备方面，中国激光设备市场规模正逐步扩大；电力电子装置方面，随着能源结构的切换，将迎来较大发展机遇。综合来看，公司传统业务有望维持稳定增长。温控产品应用场景再扩大，有望进一步打开储能温控市场。公司所处的工业温控设备行业与储能温控行业在技术要求上具有高相似性，而公司在工业温控设备行业深耕多年，产品具有严苛环境下的高可靠性、高精度温度控制、高能效的特点，公司具备生产及供应链的规模化优势以深厚的客户基础。因此，储能温控业务有望成为公司第二增长曲线。公司与主流储能系统集成商、主流电池厂商具备共同研发经验，具备良好合作基础，目前公司在储能领域已与阳光电源、科陆电子、南都电源、江苏天合储能有限公司、天津瑞源电气有限公司等公司展开了合作。抓住时机拓展海外市场，半导体业务已拓展至业内多家知名客户。通过德国全资子公司ATF，打开通往国际的技术窗口，获取国际前沿的市场信息，抓住与行业知名跨国公司达成在欧洲的合作契机，促进产品出海。5.4奥特佳：宁德时代储能温控重要供货商公司系宁德时代储能温控重要供应商。公司2017年起开始研发新能源车动力电池领域的液冷温控技术，并逐渐与宁德时代建立紧密合作。公司通过技术迁移，发力储能液冷温控系统，已成为宁德时代储能温控领域的重要供应商。专注储能热管理的孙公司埃泰斯新能源营收高速增长，其收入已相当于奥特佳整体收入水平的约10%。储能热管理技术领先。公司储能热管理产品核心部件均自研或自产，液冷技术的性能优越性明显，在大型储能、车用电池控制器等领域均实现较深的技术积累；公司海外布局较早，已启动拓展海外电池终端客户的储能热管理业务，取得了明显成效。积极拓展新能源汽车压缩机业务。公司大力开拓新能源汽车的电动压缩机市场，主要客户覆盖长安、吉利、比亚迪等知名厂商。公司电动压缩机订单饱满，预计23年3月份具备180万台产能，6月份接近200万台产能。公司电动压缩机产品已出口到印度，供应塔塔汽车。23年计划向大众汽车的德国工厂MEB电动车平台供货，并以此为基础向大众汽车在其他国家的工厂供货。5.5科华数据：数据中心+储能业务双轮驱动公司2022年前三季度实现营业收入36.43亿元，同比增长5.97%，归母净利润2.88亿元，同比增长1.4%。公司2021年实现营收48.66亿元，同比增长16.75%；实现归母净利4.39亿元，同比增长14.87%。其中，公司新能源业务2022H1实现营收4.14亿元，同比增长40.42%。新能源业务毛利率达27%，同比提升3.51pct。PCS技术领先优势明显。公司依托成熟的电力电子技术持续发力光储赛道，新能源业务作为公司重要战略业务取得了快速增长。公司PCS产品获海外多国认证，根据IHSMarkit数据，2021年全球储能中大型PCS全球出货量排名第二，系统出货量排名第五，行业龙头地位凸显。海外储能持续发力。2022年三季度以来，公司海外储能业务持续发力。iStoragE系列户用光储一体机新品斩获超过400MWh订单，公司与美国当地合作伙伴Juniper签订了年供货10000套iStoragE系列户用储能系统战略合作协议。此外，公司连续签订3个美国公用事业级大型储能电站项目。UPS和数据中心业务有望稳健成长。公司在UPS领域的深厚技术积淀是其他业务开展的基石，公司可供应核电级UPS产品彰显技术实力；智慧电源业务在金融、通信、轨道交通、工业和核电领域均有望稳健增长。公司数据中心业务主要客户涵盖三大运营商、腾讯等大型互联网企业、各大金融机构和政府机关等；在信创政策、“东数西算”和AI云计算需求推动下，我们预计公司UPS和数据中心业务有望保持稳健成长。5.6金冠股份：优质电网供应商转型储能聚焦于电力服务赛道，业务前景广阔。金冠股份开展“智能电网”、“充电桩”、“储能”三大业务体系，智能电网业务紧跟“十四五”规划新型电力系统建设浪潮，是国家电网A类供应商，具备自主核心技术的电器设备生产企业。2023年电网投资大年，公司传统业务有望充分受益。国家电网董事长辛保安在接受央视新闻采访时表示，2023年将加大投资，其中电网投资将超过5200亿元，再创历史新高，同比增长约4%。“十四五”期间电网投资高景气有望延续，智能电网建设是投资重点，公司作为国网A类供应商，有望充分受益。储能产品丰富，客户资源和渠道积淀深厚。公司储能产品线全面，依托电网设备领域的技术积淀，除电芯以外储能设备基本完全自研自制。公司与国网总部及其下属十几个省市的国网公司有良好的沟通渠道，与地方大型的央企国企、地方的市政单位、新能源企业保持非常融洽的合作关系。公司新能源业务在手订单丰厚，渠道优势有望助力后续大储项目开发。5.7科陆电子：美的赋能，储能业务高速发展美的加速入主，有望赋能销售渠道及运营效率。2023年3月22日，科陆电子收到了深交所上市审核中心出具的《关于深圳市科陆电子科技股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核中心意见告知函》，本次定增后美的集团持有的上市公司股份预计由8.95%增加至22.79%，成为上市公司控股股东。我们预计美的入主进程的快速推进，有望对公司在成本管控、经营效率提升、销售渠道拓展等领域赋能，以提升公司盈利能力。业务结构逐渐清晰，聚焦三大业务领域。公司业务结构聚焦在智能电网、新能源、综合能源及服务三大方面。公司短期内以优化调整财务结构和资产业务结构、促进重大战略攻坚项目落地为主要目标，尽快改善公司基本面；中长期将以形成新一轮增长内生动力为目标，实现公司业务的高质量发展。智能电网营收稳定，中标质量高。公司致力于“聚焦核心主业，剥离非核心业务资产”的发展战略，深耕智能电网产业。近年来年公司积极参加国家电网、南方电网相关项目招标，中标数量及金额均排名靠前，智能电表业务将稳定成为公司的优势领域。海外订单增长，储能业务放量有望助力整体业绩增长。公司自2009年开始涉足储能领域，已布局和运营多个标杆项目。除电芯外，多个储能核心部件产品自主研发生产，在全球大规模储能项目上大批量应用。预计公司储能海外业务的持续放量将为公司营收带来较大增长空间。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。）储能电芯行业市场分析储能市场高速增长，电化学储能蓬勃发展储能系统介绍储能系统主要由电池、电池管理系统、变流器、温控和其他设备组成。储能系统产业链主要由上游的电池材料/配件、中游的电池/BMS/PCS/EMS、下游的系统集成等环节组成。产业链上游主要由电池原材料与配件等构成，其中锂电池与动力电池产业链基本兼容；中游主要由电芯/电池模组/PCS等环节组成；下游主要为系统集成企业将集成后的储能系统，交付给终端客户。政策+经济性双轮驱动，储能迎来爆发式增长全球电化学储能市场持续增长。电化学储能凭借建设周期短、能量转换效率高、产业链相对成熟等优势，近年来呈现高速发展态势。根据CESA数据，2021年全球储能市场装机功率205.3GW，其中抽水蓄能/压缩空气储能/电化学储能装机功率占比分别达到86.4/0.9/10.3%。2021年全球电化学储能新增装机规模达到7.54GW，同比提升96%。根据CESA数据，2021年全球电化学储能市场中，锂电储能项目的功率占比达到了93.9%。根据应用场景不同，储能可以分为电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能等。电源侧储能主要起到平滑新能源出力波动、调频等功能；电网侧储能主要提供系统备用、延缓输变电设备阻塞等；用户侧储能主要是提高电能质量、调频、参与需求侧响应等。2021年全球电化学储能中电源侧/电源侧辅助服务/电网侧/分布式及微网/用户侧等场景装机规模占比分别为30.9/32.1/26.6/4.2/6.2%。表前储能（电源侧储能（含辅助服务）+电网侧储能）：政策引领行业快速发展中国：强制配储政策刺激表前储能市场发展，商业模式演变优化储能经济性。根据CESA数据，2021年中国电化学储能装机累计规模达到5.12GW，同比+56%，其中2021年新增电化学储能装机规模为1.84GW，同比+18%，新增表前储能装机1.77GW，同比+15%。储能配置优化新能源发电灵活性，强制配储政策加快国内表前储能发展。从电源侧来看，配置储能能够有效减少废光废风率、平滑输出功率曲线，提高新能源项目经济效益；从电网侧来看，储能产品能够有效参与电力市场辅助服务（包括调频调峰、无功调节等）。2021年以来，国家在储能政策持续加码。2021年8月发改委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，国家强制配储政策正式推出。随后各地方政府分别推出相应配储政策，国内表前储能市场进入快速发展期。商业模式优化，增益储能项目经济性。在强配政策背景下，各地方政府纷纷提出政策补贴优化储能项目经济性。同时，共享储能等商业模式的提出，通过服务多个发电项目的模式，减少新能源项目初始建设资本开支、提高资源利用效率，优化配储经济性。美国：补贴激励行业发展。根据CESA数据，2021年美国电化学储能装机累计规模达到6.36GW，同比+115%，其中2021年新增电化学储能装机规模3.40GW，同比+154%，新增表前储能装机近3.0GW。联邦政策和地方政策对行业发展具有积极影响。2022年8月，美国正式发布IRA法案，针对储能提出延长ITC税收抵免有效时间且放宽抵免要求：1）抵免有效期延长：此前版本2022年抵免比例开始滑坡，现行版本2033年之后再滑坡。2）抵免力度增加：税收抵免由基础抵免+额外抵免构成，其中基础抵免额度由过去最高的26%提升至30%、结合额外抵免后最高可抵免税收的70%。3）独立储能纳入ITC补贴范围。用户侧储能：刚需+电价高企助推发展国内峰谷价差扩大拉动工商业储能发展。据中关村储能产业技术联盟统计，2022年起全国已有16个省市的峰谷价差均值达到工商业储能实现经济性的门槛价差0.70元/kWh，其中，广东省（珠三角五市，1.26元/kWh）、海南省（1.07元/kWh）、浙江（0.98元/kWh）位居前三。2023年2-3月达到门槛价差的省市数量进一步提升，分别达到19个和18个。当前峰谷价差扩大的趋势未变，随着部分区域的尖峰电价机制建立，给工商业储能带来了更大应用空间。户储市场高速增长，美国&欧洲引领发展。根据CESA数据，2021年全球户用储能累计装机量达到1.41GW，2021年新增装机量1.37GW，其中欧美地区合计新增户储装机占比近一半。电价高企+用电稳定性推动户储市场发展：1）灾害频发下用电稳定性需求推动户储发展。美国的电力设施相对老旧且各州电网相对独立，相互之间难以调度协同，在飓风、暴风雪等自然灾害频发影响下，居民会出现用电中断等问题。户储能够有效保障居民用电的稳定性。2）居民用电高企，户储经济性明显。近年来通货膨胀影响下能源价格持续居高不下，2022年初俄乌冲突爆发，天然气价格飙升推动居民用电成本提升。海外居民电价高、上网电价低，政策给予税收优惠及资金补贴下户储具有较高经济性。展望：2026年全球新型储能市场新增装机有望达到810GWh2022年全球新型储能装机有望达到48GWh，我们预计2026年全球新型储能新增装机量有望达到810GWh，2022-2026年均复合增速达到103%。分地区来看，2026年美国/欧洲/中国新增装机量分别为197/185/310GWh；分应用场景来看，表前储能/工商业储能/户用储能2026年新增装机分别为548/75/187GWh。储能电芯走向专用化，头部企业份额稳固电芯是能量存储设备，产品设计与应用场景需匹配储能电芯是储能系统的核心设备，主要利用化学反应进行能量存储。在电化学储能领域，锂电池是最主要的储能技术，除此以外铅酸电池、液流电池、钠电池也有所应用。2021年全球电化学储能新增装机规模达到7.54GWh，同比+96%；其中锂电池项目的功率占比达到了93.9%。2023年初，磷酸铁锂储能系统成本中电芯占比约为65%左右。电芯形状、型号与应用场景具有一定匹配关系。按照应用场景来区分，储能电芯可分为电源侧/电网侧储能电芯、工商业储能电芯、户用储能电芯以及便携式储能电芯。按照电芯形态来分，储能电芯可以分为方形、圆柱、软包三种。方形电芯性价比高、材料稳定性高，代表生产企业为宁德时代、亿纬锂能。圆柱电芯良率高、技术成熟度高，代表生产企业为特斯拉、三星SDI、LG新能源。软包电芯安全性好、能量密度高，但是工艺难度大、产线效率较低，因此采用该路线的电芯企业较少，代表生产企业为派能科技、ATL。方形电芯最早从商用车起步，后在储能领域推广。方形电芯单体容量相对灵活，故而在各种储能场景均有应用；而圆柱电芯、软包电芯单体容量相对有限，故主要应用于户用储能和便携式储能市场中。按照带电量来区分，储能电芯可分为20/50/100/200/280Ah等多种型号。电源侧/电网侧储能、工商业储能方面，多采用200Ah以上大电芯产品：1）成本更低：相同容量下，电芯数量减少、PACK零部件减少，成本得到进一步优化。2）大电芯在后端集成领域装配工艺简化度高。3）BMS管理更容易：串并联电芯数量减少，BMS的数据采集和监控精度实现提升。户用储能及便携式储能方面，多采用10-100Ah电芯产品，主要系：1）小电芯产品推出时间早、成熟度高。2）灵活性强：电芯单体容量小，能够提高电池与其他零部件的适配性和灵活性，模组形态和带电量也更加多样化。3）优化放电效率：电芯数量多能够通过串联提升系统电压，降低电流，降低对系统的干扰程度，提升放电效率。2022年下半年以来锂盐价格下跌，储能电芯报价稳步下行。2022年电芯的成本结构中，原材料成本占比达到87.3%，制造人工成本占比为12.7%。而在原材料成本中，正极成本占比超50%。2022年以来，锂盐价格下跌带动正极价格快速下行，从而推动储能电芯报价进入下行通道。从磷酸铁锂正极和电解液来估算，碳酸锂下跌10万元/吨，对应电芯成本下降约0.06-0.065元/wh。市场分析：性能要求多样化，客户竞争格局相对分散近年来，储能电芯市场高速增长。根据SNEReasearch数据，2022年全球储能电芯出货量达到122GWh，同比+177%。我们预计2023年全球储能锂电池需求有望达到256GWh，同比+110%；2026年需求有望达到1066GWh，2022-2026年年均复合增速为72%。电芯企业主要客户为系统集成商，下游竞争格局相对分散。系统设计、设备集成、控制策略制定、品牌、质保，涉及了直流侧的电池设备和交流测的变流设备，对储能系统的安全和性能发挥重要保证作用。作为直接并网的主设备，储能系统集成商行业存在较为显著的属地化特性，不同国家的市场主体以当地企业为主，难以形成全球供给格局。储能集成企业主要是将外采或自产的核心组件进行系统集成，以满足终端客户的实际需求。储能集成环节的核心竞争要素在于：1）技术：储能集成是系统性工程，既要实现核心硬件的适配，又要搭配算法以及对电网的交互，并且要充分保障产品